Fuente: El Economista
España está literalmente tirando electricidad renovable por los problemas existentes en la red de transporte, según se desprende de un informe elaborado por la consultora Aurora Energy Research. Esta situación está causando además de un fuerte incremento de los costes del llamado mercado de restricciones técnicas, es decir, el que utiliza el operador del sistema para evitar los cortes de suministro, un incremento de las emisiones de CO2.
El mercado de Restricciones Técnicas permite que los generadores participantes hacer una oferta para aumentar su producción de energía cuando se necesita generación adicional para restaurar el nivel de voltaje correcto del sistema, pero a la vez supone que pueden recibir la orden de recortar su generación cuando el suministro amenaza con superar la capacidad local del sistema de transporte y es ahí donde se están dando la mayor parte de los problemas.
Estos servicios de control de voltaje se proporcionan casi exclusivamente por plantas de gas y carbón, aunque en los últimos años también se han incorporado algunas renovables.
El mercado de Restricciones Técnicas supuso 1.300 millones de euros a los costes totales del sistema eléctrico de España en 2022, equivalente a 68 euros por hogar, según los cálculos de Aurora. Los costes han aumentado significativamente en los últimos años, alcanzando 840 millones en 2021, frente a los 530 millones en 2020 y los 250 millones en 2019.
Los ingresos que produce este mercado no se distribuyen además equitativamente, según indica la consultora. Entre julio de 2021 y octubre de 2022, dieciséis generadores ganaron más de 20 millones de euros en la fase de tiempo real del mercado, lo que representa el 53% de los ingresos totales obtenidos en esta fase, según Aurora. El 47% restante se distribuyó entre 136 plantas.
El mercado de Restricciones Técnicas también pone a algunos productores en riesgo de perder dinero: los generadores obligados a reducir su generación de energía en la fase de Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF) no reciben compensación.
Estas instrucciones -conocidas en el argot técnico como ‘curtailments’- están en aumento a medida que crece la capacidad de generación renovable: la reducción no compensada en España aumentó a 715 GWh en 2022, comparado a 67 GWh en 2021. Los volúmenes no se distribuyen de manera uniforme: se reduce más energía en regiones con alta capacidad de generación renovable en comparación con la demanda de electricidad, y con una capacidad de transmisión local insuficiente para transportar el exceso de energía a los consumidores de otras regiones.
Una planta de energía solar fotovoltaica de 50 MW ubicada en Soria, donde la baja densidad de población resulta en un suministro de energía disponible que supera con frecuencia la demanda regional, habría perdido 1,5 millones de euros, o aproximadamente el 9% de sus márgenes brutos totales, de enero a octubre de 2022 debido a la reducción, según el modelo de Aurora.
La situación además se complica. Las limitaciones de la red aumentarán hasta que se conviertan en una parte central de los procesos de planificación de proyectos de energía renovable e inversiones en infraestructura de transmisión y distribución.
El plan de inversión actual de REE prevé la instalación de 16,6 GW de energía renovable para 2026, muy por debajo de la capacidad prevista de España, ya que, a partir del 25 de enero de 2023, los proyectos de energía renovable planificados y con Declaración de Impacto Ambiental (DIA) aprobados suman más de 60 GW.
Las instalaciones no consideradas por REE añadirían presión adicional a la red. Una vez que los planes de inversión en la red reflejen mejor el crecimiento de generación renovable previsto en España, REE podrá prevenir un incremento en los problemas de gestión de la red considerando las limitaciones actuales y previstas al otorgar permisos de acceso.
Los desarrolladores de proyectos de energía renovable también deben considerar los efectos de vertidos de generación resultantes de congestión en la red en su planificación, ya que la ubicación de los proyectos lejos de las áreas de alta demanda de energía, podría empeorar las limitaciones locales de la red.
